Modelo de sombreamento mútuo entre fileiras de painéis P

O modelo de simulação “Unlimited Sheds” considera as perdas por sombreamento mútuo entre as fileiras de painéis, que podem ser significativas para usinas de grande porte, caso a distância entre fileiras (Pitch) não seja corretamente dimensionada. Este modo de simulação considera um modelo de cálculo de sombreamento simplificado (pois não considera a geometria completa da planta PV) adotando um método linear para as perdas por sombreamento entre fileiras de painéis (MERMOUD; WITTMER, 2014). A Figura 3.12 apresenta a tela de parametrização do modelo em questão.

Figura 3.12 – Tela Unlimited sheds

Fonte: PVSYST (2017)

56 Capítulo 3. Fundamentação teórica

azimutal (Azimuth), deve-se informar também o número de fileiras de painéis (Sheds) da planta PV. No PVSyst , entende-se por Sheds os suporte aos quais serão fixados osR

painéis PV, no caso de usina em solo, ou as unidades flutuantes, no caso das USFs. Já na caixa Sheds Parameters, deve-se informar os dados relativos às medidas de comprimento dos módulos e estruturas, além da distância de espaçamento entre as fileiras (Pitch).

Na parte superior da tela é apresentado um desenho esquemático do espaçamento entre as fileiras de painéis e os valores do ângulo limite de sombreamento (Shading limit angle) e do fator de ocupação do solo (Ground Area ocupation ratio) para as condições de

orientação e espaçamento definidas pelo usuário.

O ângulo limite de sombreamento (θ) significa a mínima altura que sol deve ter (γs) para que os painéis de uma fileira a jusante não causem sombreamento nos painéis da fileira a montante. Esta ângulo depende da inclinação e das dimensões do painel PV, além do espaçamento entre as fileiras. Ao contrário do que se posso pensar, este ângulo não varia com a localidade da instalação. No entanto, o montante de energia perdida por sombreamento entre fileiras consecutivas depende da localidade, pois o sol descreve trajetórias diferentes de acordo com a localização geográfica, sendo que em um determinado lugar o sol permanecerá acima do ângulo limite de sombreamento por mais horas do que em outro (MERMOUD, 2015). Nesse sentido, a Figura 3.13 apresenta a carta de trajetória do sol (Sun Paths) da localidade da usina PV e as linhas de sombra, através das quais é possível relacionar o ângulo limite de sombreamento às horas do dia nas quais a usina PV estará livre de sombreamento mútuo entre suas fileiras.

Portanto, na disposiçao física dos painéis da usina PV, deve-se evitar ao máximo as perdas por sombreamento entre fileiras, ou seja, deve-se obter um ângulo limite de sombreamento tão pequeno quanto possível. Para tanto, pode-se aumentar o espaçamento entre as filas de maneira a reduzir o valor de θ.

Porém, ao aumentar o espaçamento entre filas será requerida uma maior área para instalação da mesma potência de pico. Esse fato pode ser um agravante se a usina PV for construída em áreas cujos terrenos sejam valorizados financeiramente ou, no caso das usinas PV flutuantes, pode resultar no aumento do custo com os flutuadores. Nesse sentido, o PVSyst disponibiliza o parâmetro Utilization Factor (UF), que é dado pela razãoR

entre a área da superfície coletora dos painéis PV e a área total requerida para instalação da mesma em valor percentual.

Também ao contrário do se possa pensar, o Utilization Factor não depende do tamanho do terreno mas apenas dos ângulos de inclinação do painel e do ângulo limite de sombreamento, conforme apresentado na Figura 3.14 (MERMOUD, 2015).

Outra opção para reduzir os sombreamentos entre fileiras sem a necessidade de aumentar a área ocupada (podendo até diminuir o espaçamento entre as filas), seria utilizar

3.3. Simulação computacional com o software PVSyst R 57

Figura 3.13 – Carta de trajetória solar com efeito de sombreamento entre fileiras

Fonte: PVSYST (2017)

Figura 3.14 – Demonstração da obtenção do Utilization Factor

Fonte: Mermoud (2015) adaptado

um ângulo de inclinação menor. No entanto, para maximizar a energia absorvida, sabe-se que os raios solares devem atingir a superfície coletora dos painéis o mais perperdicularmente possível. Assim, dependendo da localidade, ao inclinar o painel em relação à horizontal, tem-se um ganho na absorção de energia. Portanto, ao reduzir o ângulo de inclinação para melhorar o fator de ocupação pode-se deteriorar a absorção de energia do painel e, consequentemente, diminuir a energia gerada pela usina.

58 Capítulo 3. Fundamentação teórica

disposição física da usina PV trata-se de uma análise multicritério para a qual não há uma única solução ótima. Portanto, deve-se determinar qual aspecto deve ser otimizado (potência instalada máxima na área disponível, investimento, máxima coleta de energia pelas placas, quantidade de energia produzida, preço da energia, etc) (MERMOUD, 2012).

O PVSyst fornece uma ferramenta para análise de tais fatores em função daR

inclinação do painéis e do espaçamento entre fileiras (para um determinado ângulo limite de sombreamento). A Figura 3.15 apresenta o ganho de produção de energia anual do plano inclinado, em relação ao plano horizontal, para um sistema PV com transposição pura, no qual há apenas uma fileira de painéis (curva em verde) e para o sistema com sombreamento mútuo no qual há múltiplas fileiras de painéis (curva preta e laranja, sendo que a última considera também o efeito elétrico do sombreamento)(MERMOUD, 2012).

Figura 3.15 – Gráfico de otimização

Fonte: PVSYST (2017)

Esta ferramenta mostra claramente que o ângulo de inclinação ideal para o plano não sombreado é significativamente reduzido ao considerar os sombreamentos entre filas. Para o exemplo, pode-se perceber que o ângulo de inclinação ótimo para uma instalação de apenas uma fileira de painéis seria 30◦ (ponto máximo da curva verde). Porém, ao considerar o efeito das sombras (curva preta), verifica-se o ângulo que maximiza o ganho de energia em relação à posição horizontal é em torno de 22◦.

Além disso, na Figura 3.15 pode-se observar também que a potência de pico que pode ser instalada em uma determinada área diminui quando a inclinação aumenta. Por exemplo, com uma inclinação de 30◦ não é possível, em geral, obter uma quantidade de

3.3. Simulação computacional com o software PVSyst R 59

painéis cuja área seja maior do que 45-50% da área total disponível. Já com ângulos de inclinação baixos (cerca de 3◦), pode-se obter uma quantidade de painéis cuja área atinja 80% ou mais da área total, com uma perda percentual da energia absorvida em relação ao ponto máximo (22◦) de cerca de 5%. Portanto, nos projetos de usinas com várias fileiras de painéis, a escolha de uma inclinação menor é muitas vezes a melhor solução, pois embora leve a pequenas perdas em relação ao ângulo no qual a energia coletada é máxima, permite aproveitar melhor o terreno (MERMOUD, 2015).

No entanto, deve-se atentar apenas para não extrapolar a inclinação mínima que deve ser mantida para que o acúmulo de poeira não atinja níveis elevados e para que a água da chuva ajude na limpeza do módulos.